【南方能源观察】专业化经营破局分布式负电费风险

徐倩岚

在新能源产业高速发展的浪潮中，分布式光伏、分布式风电等项目凭借自发自用等优势，快速走进工商业园区和千家万户，成为能源转型的重要力量。然而，伴随着行业规模的爆发式增长，一种危险的“躺赢”思维在分布式业主群体中蔓延——不少业主认为，只要建好项目、接入电网，就能稳稳赚取电费收益。但随着电力市场化改革向纵深推进，“躺赢”的好日子已然终结。本文将从负电价与负电费的区别、分布式成为负电费重灾区的成因，以及业主如何摆脱躺赢思维避免负电费三个层面，客观剖析行业现状，给出务实建议。

负电价屡见不鲜，

负电费为何此前鲜少出现？

近年来，随着风电、光伏等新能源装机规模的持续扩大，我国电力现货市场中负电价现象愈发频繁。然而，负电价并不等同于负电费。尽管过去几年我国多次出现负电价，真正形成负电费的案例却极为罕见。要理解这一现象，首先需厘清两个核心概念：负电价是一种市场现象，指在短期内电力供给明显大于需求时，发电企业愿意以低于零的价格出售电力；而负电费则是经营结果，指发电企业的收益扣除各项成本与费用后，实际获得的电费净收益为负值。

过去负电价之所以未能转化为负电费，主要源于以下三个层面的机制保障。其一，发电企业普遍通过签订中长期合约锁定绝大部分电量和收益。即便现货市场出现负电价，中长期合约所贡献的稳定收益也能有效对冲现货部分的亏损。其二，在新能源全面入市之前，电网企业对部分新能源项目实行“全额保障性收购”政策，无条件收购其全部发电量并按固定电价结算，这使业主收益与市场波动完全隔绝。随着新能源全面入市，机制电量部分可通过机制电价与市场均价的差价结算获得补偿，依然为新能源项目保留了一定程度的收益保障。其三，在新能源产业发展初期，国家出台了一系列补贴政策。即使部分项目发电量不足或电价偏低，补贴收入也足以填补收益缺口，防止出现经营净收益为负的情形。

值得注意的是，随着各地中长期交易限价逐步放开、新能源保障性收购及补贴政策的退出，2026年有极大可能会出现负电费的情况。而首当其冲的，将是那些长期依赖稳定收益、习惯了“躺赢”模式的分布式业主。

“躺赢”思维将导致分布式

成为负电费重灾区

从当前行业现状来看，最易出现负电费的分布式业主主要集中在两类群体：一类是以“自发自用、余电上网”模式运营的工商业分布式业主；另一类是经营管理意识相对薄弱的户用分布式业主。这两类业主的共性问题，在于长期处在相对稳定的政策与市场环境中，缺乏主动经营与风险管理的能力，对市场信号、政策变化及成本控制普遍关注不足，最终在电力市场化改革深入推进的过程中面临收益倒挂的风险。

第一类：自发自用、余电上网的工商业分布式业主。该类业主建设分布式发电项目的初衷是满足自身生产用电需求、降低用电成本，余电上网仅为辅助性收益来源。然而，余电的发电时段多集中于午间光伏出力高峰或风电出力相对集中的时段，而此时若与工商业自身用电负荷匹配度不高，便容易形成余电集中上网的局面。电力系统在午间及负荷低谷期往往供给充裕，集中式电站已足以覆盖市场需求，分布式余电的进一步注入反而加剧了时段性供过于求，拉低现货市场电价，甚至形成负电价。

此外，电网为保障余电的消纳需额外投入调度与调节资源，这使得余电在市场化交易中天然处于劣势。然而，相当一部分工商业业主尚未建立与之匹配的经营策略：既不通过优化生产排班、配置储能等手段提高自发自用比例、减少余电规模，也不根据市场价格信号主动调整上网行为，更未形成参与市场化交易的风险对冲意识。随着分布式装机规模持续扩大，余电上网部分在负电价时段的收益损失逐渐累积，叠加运维、折旧等刚性成本，项目的整体电费净收益将由正转负。

第二类：户用分布式业主。户用分布式项目（以户用光伏为主）的业主多为普通居民或农户，其参与分布式发电的初衷通常是获取稳定的收益。在行业发展初期，依托电网企业“一站式”接入服务和保障性收购政策，户用业主几乎无需参与任何经营决策即可获得收益。这种运行模式在推动行业快速发展的同时，也在客观上削弱了业主对政策调整、市场规则的认知能力。

当前，随着分布式光伏全面入市，户用业主面临的政策与市场环境已发生根本性变化。然而，仍有大量业主对此缺乏基本了解：多数业主对市场化电价形成机制缺乏认知，无法根据电价信号主动调整余电上网行为；此外，由于对机制电价差价结算政策缺乏了解，不少业主未能参与竞价交易，错失了通过机制电价对冲市场价格波动的机会。上述因素叠加，将使得部分户用项目在低电价时段实际收益持续为负，形成负电费。

分布式业主如何破局？

专业化经营是唯一出路

新能源全面参与电力市场交易已成为不可逆转的制度方向，分布式业主面临两种现实选择：一是具备足够资本实力，能够承受短期负电费亏损，将分布式项目定位为企业绿证获取、碳中和履约或品牌形象建设的工具；二是彻底转变经营观念，摒弃对传统兜底模式的依赖，主动学习市场规则、参与经营决策，通过专业化管理实现持续正收益。对于绝大多数分布式业主而言，前者门槛过高，后者才是现实可行的破局路径。结合当前政策框架与市场运行特征，分布式业主若要在市场化环境中实现稳健收益、规避负电费风险，需重点推进以下三项工作，并可借助专业化聚合商的服务降低经营门槛、提升收益水平。

第一，做好项目规划，优化负荷匹配，从源头规避负电费风险。项目规划是分布式项目盈利的关键，不少业主陷入负电费困境，根源在于规划不合理，要么规模超出用电需求致余电过多，要么负荷匹配度低、余电集中在低谷时段。因此，建设前需充分调研，杜绝盲目投资。工商业业主需精准测算用电负荷，确定合理项目规模，调整生产计划对齐发电高峰，提升自发自用率，余电较多的项目可配套储能。户用业主需结合自身用电需求确定规模，优化用电习惯，选择合规设备与施工单位，降低运营成本。

第二，参与机制竞价，用好政策工具，对冲市场波动风险。机制电价是分布式业主的重要风险对冲工具，根据相关政策，纳入机制的电量可通过差价结算保障收益，但多数业主因不了解而放弃。业主需主动学习竞价规则，结合项目特点合理确定竞价电量与价格；分布式业主可依托聚合商参与集中竞价。

第三，跟踪市场价格，灵活调整运营策略，规避负电价风险。负电价是负电费的核心诱因，市场化定价下，业主需培养市场敏感度，通过正规渠道跟踪价格走势，提前制定应对策略，如负电价时段暂停余电上网、调整用电负荷或储能套利，同时关注新能源市场整体走势，合理调整运营预期。此外，借助专业化聚合商是重要辅助，多数中小型业主缺乏专业能力，聚合商可提供政策解读、市场预测、竞价代理、运维管控等全方位服务，帮助业主规避负电价风险、保障正收益。

市场化不会为习惯兜底，但也不会辜负主动适应者。那些愿意走出躺平式依赖、将分布式项目作为经营性资产认真对待的业主，依然能够在新的规则下获得持续、合理的回报。这不仅是个体收益的保障，更是分布式能源行业走向专业化、高质量发展的必经之路。

编辑 姜黎

审核 何诺书